Часть II issn 2072-0297

Определение притока жидкости в скважину 
при различных забойных температурах
Дебит q
с
(см
3
/ сек) гидродинамически совершенной 
скважины, вскрывшей однородный изотропный пласт, 
при плоскорадиальном притоке однородной несжимаемой 
жидкости, линейном законе сопротивления и стацио-
нарном режиме фильтрации определяется по формуле 1:
(1)
где: k — проницаемость продуктивного пласта, мкм
2
;
h — вскрытая толщина пласта, м;
Р
пл — 
пластовое давление на контуре, МПа;
Р
з
— забойное давление, МПа;
R
k
— радиус влияния скважины, м;
r
с
— радиус скважины, м;
b — объёмный коэффициент жидкости;
µ — вязкость жидкости в пластовых условиях, мПа*с.
Зависимость изменения вязкости нефти в пластовых 
условиях от температуры для условий месторождения 
представлена на рисунке 2.
Исходные данные для расчёта потенциального воз-
можного дебита жидкости представлены в таблице 3.
В таблице 4 приводятся результаты расчёта потенци-
ального возможного дебита жидкости на одну скважину 
для месторождения Жыланкабак в зависимости от изме-
нения вязкости нефти, связанного с изменением темпера-
туры на забое скважин.
На основании проведённых расчётов потенциально 
возможного дебита жидкости в зависимости от изменения 
вязкости нефти, связанного с изменением температуры 
на забое скважин видно, что с увеличением температуры 
потенциальный дебит жидкости возрастает. Для месторо-
ждения Жыланкабак при электропрогреве призабойной 
зоны пласта до температуры 80
о
С ожидаемый дебит жид-
кости составит 26.7 м
3
/ сут.
Наиболее перспективным методом для интенсифи-
кации добычи высоковязкой нефти месторождения явля-
ется глубокий прогрев призабойной зоны с использова-
нием электронагревателей.
Таблица